BAB IV
RANCANGAN KILANG LNG MINI DENGAN SUMBER
GAS SUAR BAKAR
4.1 PEMILIHAN TEKNOLOGI LNG MINI
Kilang LNG skala kecil dan sedang atau small- to mid-scale liquefaction
(SMSL) berbeda dari kilang LNG skala besar dalam beberapa aspek sehingga
mempengaruhi desain. Titik berat desain kilang SMSL terletak pada minimisasi biaya
kapital, bukan efisiensi termodinamika.
Kilang SMSL didominasi oleh teknologi dengan mixed refrigerant dan proses
kompresi pendinginan-ekspansi. Teknologi yang menggunakan refrijeran merupakan
teknologi jenis loop tertutup, sedangkan proses kompresi-pendinginan-ekspansi
merupakan teknologi jenis loop terbuka. Pada teknologi jenis loop terbuka sebagian gas
bumi digunakan sebagai refrijeran. Pada beberapa teknologi, turbo-ekspander digunakan
untuk menghasilkan kerja poros.
Proses yang direkomendasikan untuk digunakan untuk proses pencairan LNG
skala rendah adalah proses yang menggunakan turboekspander gas. Sekalipun siklus
ekspander memiliki efisiensi yang lebih rendah dibandingkan dengan proses mixed
refrigerant dan proses bertingkat dengan refrigerant murni yang biasa digunakan di
onshore, akan tetapi proses ini memenuhi banyak kriteria untuk pengembangan
lapangan marginal. Perbandingan antara proses ekspander dengan proses mixed
refrigerant dapat dilihat pada Tabel 4.1.
38
Perbandingan beberapa proses teknologi pencairan untuk kilang LNG SMSL
dapat dilihat pada Tabel 4.2.
Tabel 4.2 Perbandingan Proses Teknologi Pencairan
Berdasarkan penjelasan di atas dan pada bab 2, proses pencairan yang
disarankan untuk digunakan adalah expander. Dari macam-macam proses yang
menggunakan expander, Kryopak EXP merupakan proses yang akan dipilih karena
meskipun konsumsi energi sedikit lebih tinggi dibandingkan menggunakan license
refrigerant, akan tetapi memiliki beberapa kelebihan di antaranya lebih fleksibel
terhadap perubahan komposisi gas umpan, proses dan peralatan sederhana, mudah
dipabrikasi, instalasi dan start up relatif cepat.
4.2 BLOK DIAGRAM
Sampai dengan saat ini isu energi merupakan hal yang sangat penting, salah
satunya adalah masalah gas suar bakar (gas flare) yang jumlahnya cukup banyak
tersebar di Indonesia. Dengan kondisi tersebut, maka dibuat suatu proyek percontohan
(pilot project) pemanfaatan gas suar bakar, dimana gas suar bakar tersebut akan
dimanfaatkan sebagai gas umpan untuk kilang LNG mini.
Sesuai dengan tujuannya yaitu untuk memanfaatkan gas suar bakar, maka kilang
LNG akan didesain dengan kapasitas rendah sesuai dengan volume gas umpan. Kilang
LNG ini juga didesain untuk memudahkan pemindahan kilang dari satu lokasi ke lokasi
lain jika dibutuhkan (portable).
Hal lain yang akan dijadikan sebagai dasar acuan dalam melakukan desain
adalah teknologi sederhana yang handal, investasi yang murah dan mudah dalam
pengoperasian serta perawatan. Model kilang LNG mini adalah sebagaimana terlihat
pada Gambar 4.1.
Gambar 4.1 Model Kilang LNG Mini
Kilang LNG mini ini secara umum akan dikelompokkan menjadi 5 (lima)
bagian, yaitu:
1. fasilitas penerimaan (kompresi dan separasi);
2. fasilitas pemurnian;
3. fasilitas fraksinasi;
4. fasilitas pencairan;
5. fasilitas penyimpanan.
GAS UMPAN DARI GAS
SUAR BAKAR
KOMPRESI
SEPARATION
ACID GAS REMOVAL
DEHIDRASI
HYDROCARBON
SEPARATION
PENCAIRAN
LNG STORAGE
UTILITIES :
WATER
POWER
AIR
NITROGEN, ETC
FRACTIONATION
NGL TREATMENT
NGL STORAGE
40
Blok diagram dari kilang LNG mini ini adalah seperti yang terilihat pada
Gambar 4.2.
Compression Separation Acid Gas Removal Dehydration
Liquid Acid Gas Water Max. 100
ppm CO2 H2O < 1 ppm
Deethanizer
Liquefaction Flash Drum JT Valve Ref. Makeup LNG to Tank Debutanizer LPG to Tank Condensate to Tank Compression Cooling Expansion Cooling Gas Flare Supply
Gambar 4.2 Blok Diagram Kilang LNG Mini
4.3 PROSES KILANG LNG MINI
Kilang LNG mini didesain untuk memproduksi LNG sesuai dengan spesifikasi
gas jual. Gas bumi yang dihasilkan dari gas suar bakar pada fasilitas existing
mengandung komponen metana, etana, propana, butana sampai heksana plus. Selain
komponen di atas, gas suar bakar juga sering mengandung komponen ikutan seperti
H
2
S, CO
2
, N
2
dan H
2
O. Untuk dapat mengolah gas suar bakar menjadi LNG,
komponen-komponen ikutan tersebut harus dibuang terlebih dahulu.
Teknologi proses pencairan LNG saat ini sudah berkembang pesat sesuai dengan
perkembangan pengetahuan di bidang pengolahan minyak dan gas bumi. Metoda untuk
mencairkan gas bumi didasarkan pada sifat-sifat campuran hidrokarbon. Prinsip
utamanya adalah mendinginkan gas bumi sampai pada titik embunnya pada tekanan
atmosferik. Untuk mencapai kondisi tersebut, diperlukan fluida pendingin (refrigerant)
dan/atau expander.
From Flare System
H2O
To Acid Gas Treating+DHP
To Drain To Flare System From debutanizer To Drain 3 Phase Separator 1st Suction Scrubber 1st Compressor 1st Intercooler 2nd Suction Scrubber 3rd Suction Scrubber Discharge Scrubber 2nd Intercooler 3rd Intercooler Degassing Boot Condensate Tank 2nd Compressor 3rd Compressor
ikutan yang dapat membeku dalam jumlah tertentu seperti CO
2
, N
2
dan H
2
O dan
hidrokarbon berat (C5+). Oleh karenanya, pada bagian upstream dari unit pencairan
LNG diperlukan unit-unit yang berfungsi untuk membuang gas-gas ikutan tersebut
seperti unit pemisahan gas/kondensat, unit pemisah gas asam dan unit dehidrasi. Pada
simulasi ini, gas umpan diasumsikan tidak mengandung logam merkuri. Gambar 4.3
mempelihatkan skema proses kilang LNG mini.
Gambar 4.3 Skema Proses Kilang LNG Mini
4.3.1 Separasi dan kompresi
Proses separasi digunakan untuk memisahkan kandungan gas, air dan/atau
kondensat. Gas dari lapangan-lapangan gas khususnya dari gas suar bakar pada
umumnya memiliki tekanan yang lebih rendah dibandingkan dengan tekanan gas yang
diharapkan masuk ke kilang LNG. Oleh karenanya, hampir sebagian besar kilang LNG
memiliki unit kompresi gas. Unit kompresi gas secara umum terdiri dari;
- Suction dan Discharge Scrubbers
-
Kompresor
- Air fan cooler
-
Tangki Kondensat
-
Aksesoris
Gambar 4.4 Diagram Alir Proses Separasi dan Kompresi
SEPARASI
&
KOMPRESI
UNIT PEMISAH GAS ASAM
MEMBRAN
DEA
DEHIDRASI
PENCAIRAN
GAS UMPAN
SEPARASI
LNG, LPG & CONDENSAT
&
KOMPRESI
UNIT PEMISAH GAS ASAM
MEMBRAN
DEA
DEHIDRASI
PENCAIRAN
42
Berdasarkan diagram alir proses pada Gambar 4.4, LP Separator (3 Phase
Separator) digunakan untuk memisahkan kandungan gas, air dan kondensat. Air dari
hasil pemisahan akan di alirkan kesaluran pembuangan, kondensat akan dialirkan ke
kondensat stabilizer dan selanjutnya dialirkan ke tangki kondensat. Setelah itu aliran gas
masuk kedalam Scrubber yang berfungsi untuk memisahkan cairan pada aliran gas
sebelum melewati unit kompresor.
Kompresor digunakan untuk mengkompresi gas sehingga dicapai tekanan yang
lebih tinggi. Sesuai dengan karakteristik bahwa gas harus dikompresi dengan rasio
kompresi yang cukup tinggi, maka pada proses ini digunakan kompresor torak
(reciprocating) sebanyak 3 (tiga) buah. Setelah gas dikompresi, maka temperatur gas
akan naik sehingga perlu di dinginkan sampai temperatur kamar. Pendingin yang
digunakan adalah pendingin udara (Air fan cooler). HP Separator digunakan untuk
memisahkan cairan dari gas yang masih terdapat dalam aliran gas sebelum memasuki
post treatment/purifikasi.
4.3.2 Acid Gas Removal Unit (AGRU)
AGRU Merupakan fasilitas untuk membersihkan gas dari kandungan CO
2
, H
2
S
dan H
2
O. Pada fasilitas pemurnian gas untuk fasilitas LNG, kandungan dari
material-material ikutan yang akan dicapai antara lain adalah:
Sulfur
< 3.5 ppmv
Sulfur total
< 20 mg/Nm3
CO
2
< 100 ppmv
H
2
O
< 0.5 ppmv
Merkuri
< 0.01 mg/Nm3
Pada proses Acid Gas Removal Unit atau Unit Pemisah Gas Asam ini terdiri:
1. CO
2
Removel Unit (Membran)
2. Sistem Amine (DEA)
4.3.2.1 Sistem Membran
Seperti diketahui bahwa gas umpan yang akan diproses mengandung CO
2
yang
diturunkan dari 21% menjadi ± 10%, sebelum diproses lebih lanjut dengan sistem
amine. Penggunaan sistem membran ini sudah dikenal luas didalam proses pemisahan
gas asam.
Gambar 4.5 Sistem Membran
4.3.2.2 Sistem Amine
Pada proses ini, sistem amine digunakan untuk menurunkan kandungan CO
2
dari
± 10% menjadi < 100 ppm. Amine sistem menggunakan larutan DEA.
Gambar 4.6 Diagram Alir Proses AGRU
Gas dari unit membran mula-mula dilewatkan Feed Gas Scrubber untuk memisahkan
cairan/padatan yang terbawa dalam aliran gas. Selanjutnya aliran gas diumpankan ke
kolom absorber. Pada kolom ini terjadi kontak antara gas yang masuk dengan larutan
44
yang keluar dari atas kolom akan melalui kolom separator dan masuk kedalam sistem
dehidrasi. Diagram alir proses AGRU terlihat pada Gambar 4.6.
4.3.3 Dehidrasi
Unit dehidrasi di desain untuk memisahkan air hingga gas yang keluar dari unit
ini memiliki kandungan gas kurang dari 1 lb/MMscf. Media penyerap air yang mampu
menyerap air hingga spesifikasi tersebut adalah media padatan seperti molsieve.
Gambar 4.7 berikut memperlihatkan diagram alir proses unit dehidrasi.
Gambar 4.7 Diagram alir proses unit dehidrasi
Gas dari unit AGRU mula-mula dilewatkan ke discharge scrubber untuk
memisahkan cairan atau padatan yang terbawa. Selanjutnya aliran gas masuk ke dalam
kolom molecular sieve yang berfungsi untuk mengurangi jumlah air dalam aliran gas.
Aliran gas yang keluar dari kolom tersebut akan dilewatkan ke dalam filter sebelum di
kirim ke unit pencairan.
Proses dehidrasi ini didasarkan pada sifat-sifat padatan yang mampu menyerap
molekul air secara cepat pada permukaannya (adsorpsi). Proses adsorpsi dilakukan
dalam kolom yang mengandung adsorben. Pada saat gas dilewatkan melalui adsorben,
seluruh air yang terkandung dalam gas tersebut akan terserap. Bila adsorben yang
digunakan telah mencapai batas jenuh maka kolom tersebut harus diregenerasi.
Regenerasi dilakukan melalui dua tahap, yaitu:
- pemanasan kolom dengan mensirkulasikan gas panas untuk melepas dan menangkap
air dari adsorben; dan
- pendinginan kolom untuk mendapatkan kondisi awal kapasitas penyerapan.
4.3.4 Pencairan
Pencairan gas bumi terdiri dari unit fraksinasi dan unit pencairan gas bumi.
Gambar 4.8 berikut memperlihatkan diagram alir proses unit pencairan. Aliran gas dari
unit dehidrasi akan masuk ke dalam kolom deethanizer. Aliran gas yang memiliki
komponen lebih ringan akan melalui coldbox dan JT Valve hingga aliran gas tersebut
mencair lalu masuk ke dalam tangki penyimpanan.
46
4.3.4.1
Unit Fraksinasi
Unit fraksinasi terdiri dari kolom deethanizer dan kolom debutanizer. Kolom
deethanizer digunakan untuk memisahkan etana dan komponen yang lebih ringan dari
fraksi yang lebih berat, sedangkan kolom debutanizer digunakan untuk memisahkan
fraksi LPG dari komponen yang lebih berat.
4.3.4.2 Unit Pencairan Gas Bumi
Proses pencairan gas bumi dilakukan dalam suatu alat penukar panas berefisiensi
tinggi yang disebut coldbox. Media pendingian yang digunakan adalah gas umpan itu
sendiri, dengan demikian tidak diperlukan unit-unit penghasil refrigerant. Selain itu,
selama siklus pendinginan dan media pendingin akan selalu berfasa gas sehingga tidak
diperlukan unit penyimpan refrigerant.
4.4 SIMULASI PROSES
Dalam simulasi ini akan digunakan dua sumber gas dari lokasi yang berbeda dan
volume yang berbeda. Lokasi pertama akan diambil sumber gas dari flare system di
lapangan Tuban (Sukowati dan Mudi), dan lokasi kedua diambil dari salah satu gas suar
bakar di lapangan Pertamina EP Jawa Barat.
Spesifikasi produk LNG yang diharapkan disini disesuaikan dengan nilai kalor
dan komposisi yang aman bagi proses kriogenik. Adapun nilai kalor yang diharapkan
adalah berkisar antara 900 – 1200 Btu/Scf dengan komposisi CO
2
maksimum 100 ppm.
4.4.1 Kilang LNG Mini Tuban
Lapangan minyak Sukowati dan Mudi (Tuban) terletak di perbatasan wilayah
Kabupaten Tuban dan Bojonegoro - Jawa Timur, dimana gas suar bakar yang akan
digunakan sebagai bahan kajian ini diperoleh dari gas assosiated kedua lapangan
tersebut yang diproses melalui Central Processing Area (CPA) Mudi. Dengan jumlah
cadangan sisa sebesar 15,14 BSCF (1 Januari 2005). Gambar 4.9 memperlihatkan lokasi
wilayah kerja JOB Pertamina - PetroChina East Java.
Gambar 4.9 Wilayah Kerja JOB Pertamina - PetroChina East Java
Proses produksi gas di CPA Mudi meliputi fasilitas pemisahan gas seperti
separator high pressure dan medium pressure serta fasilitas pemurnian H
2
S dengan
kapasitas sekitar 11 MMSCFD. Hingga saat ini H
2
S removal yang ada baru
dioperasikan sebesar 4 MMSCFD dikarenakan masih terbatasnya pasokan gas dari
lapangan. Adapun proses flow diagram (PFD) dari lapangan saat ini dapat dilihat pada
Gambar 4.10.
Gambar 4.10 Process Flow Diagram Lapangan Tuban
Komposisi gas suar bakar pada lapangan gas Tuban seperti terlihat pada Tabel
2.10. Flow rate gas umpan yang masuk pada kilang mini LNG sebesar 5 MMSCFD.
48
Berdasarkan simulasi proses kilang LNG mini Tuban pada Gambar 4.11, gas dari
sistem gas suar bakar mula-mula dilewatkan ke 1
st
suction scrubber (F-01A) untuk
memisahkan cairan atau padatan yang masih terbawa dalam aliran gas. Aliran Gas
selanjutnya dikompresi oleh 1
st
compressor (C-01A) sampai tekanan 8,437 kg/cm
2
kemudian di dinginkan oleh fin-fan cooler (E-01A) sampai suhu 43° C. Aliran gas yang
sebagian terkondensasi dipisahkan dalam 2
nd
suction scrubber (F-2A). Produk bawah
scrubber digunakan kembali pada 1
st
suction scrubber. Gas selanjutnya dikompresi lagi
oleh 2
nd
compressor (C-2A) sampai tekanan 21,09 kg/cm
2
dan di dinginkan oleh fin-fan
cooler (E-2A) sampai suhu 43° C. Aliran gas yang sebagian terkondensasi dipisahkan
dalam 3
rd
suction scrubber (F-3A). Produk bawah scrubber digunakan kembali pada 2
nd
suction scrubber. Aliran gas selanjutnya dikompresi lagi oleh 3
rd
compressor (C-3A)
sampai tekanan 59,76 kg/cm
2
kemudian didinginkan oleh fin-fan cooler (E-3A) sampai
suhu 43° C dan dipisahkan dalam discharge scrubber (F-04A).
Setelah melalui unit kompresi dan separasi, gas masuk kedalam unit membrane.
Dalam unit membrane ini gas CO
2
dipisahkan, sehingga kandungan CO
2
dalam aliran gas
diturunkan dari 21% menjadi 10%. Gas dari unit membran masuk kedalam sistem amine
pada tekanan 58,71 kg/cm
2
dan suhu 43° C. Aliran gas mula-mula dilewatkan ke dalam
inlet separator (F-01B) untuk memisahkan cairan/padatan yang terbawa dalam aliran gas.
Gas selanjutnya diumpankan ke kolom absorber (T-01B) dari bagian bawah (bottom).
Dalam kolom absorber akan terjadi kontak antara gas yang mengalir dari bagian bawah
kolom dengan larutan lean DEA yang mengalir dari bagian atas kolom. Larutan DEA akan
menyerap CO
2
dari gas umpan. Gas yang keluar dari bagian atas kolom akan memiliki
komposisi CO
2
< 100 ppm. Gas yang keluar dari bagian atas kolom selanjutnya didinginkan
dalam heat exchanger (E-03B) dan dipisahkan dalam separator (F-03B). Aliran gas yang
keluar dari bagian atas separator selanjutnya dikirim ke unit dehidrasi. Rich DEA (DEA
yang kaya akan CO
2
) yang keluar dari bagian bawah kolom absorber selanjutnya
diturunkan tekanannya dan dilewatkan ke Flash Drum (F-02B) untuk melepas gas yang
terikut. Produk bawah flash drum selanjutnya dipanaskan sampai suhu kira-kira 80
o
C
dalam amine/amine heat exchanger (E-01B) dimana sebagai media pemanasnya adalah
50
produk bawah dari kolom regenerator (T-02B). Rich DEA yang telah dipanaskan
selanjutnya diumpankan ke kolom regenerator (T-02B). Dalam kolom regenerator terjadi
pemisahan CO
2
dari larutan DEA. Gas CO
2
dan H
2
S keluar dari bagian atas kolom
sedangkan larutan DEA yang telah bebas dari gas CO
2
(Lean DEA) keluar dari bagian
bawah kolom dan digunakan untuk memanaskan Rich DEA melalui DEA/DEA Heat
Exchanger (E-01B). Lean DEA selanjutnya dipompa sampai tekanan 3,87 kg/cm
2
melalui
booster pump (E-02B) dan selanjutnya didinginkan dalam heat exchanger (E-02B) sampai
temperatur 43° C. Lean DEA selanjutnya dilewatkan ke mechanical filter (F-04B) dan
Charcoal Filter (F-05B) untuk menyaring partikel-partikel yang tidak diinginkan. Lean
DEA yang keluar dari filter selanjutnya dipompa sampai tekanan 33,65 kg/cm
2
. Lean MEA
selanjutnya diumpankan ke bagian atas kolom absorber (T-01B).
Gas dari HP Discharge Scrubber mula-mula dilewatkan ke inlet filter (V-1C) guna
memisahkan cairan atau padatan yang masih terbawa. Gas yang keluar dari inlet filter
selanjutkan dilewatkan ke kolom adsorpsi (V-2C-A/B) yang berisi molecular sieve dari
bagian atas. Didalam kolom ini, air yang terkandung dalam gas diserap oleh molecular
sieve. Pada saat yang sama, dilakukan regenerasi kolom lainnya (V-2C-B). Gas yang sudah
kering selanjutnya dilewatkan ke filter guna memisahkan partikel-partikel padat yang
terbawa. Gas kering selanjutnya dikirim ke unit pencairan. Sebagian kecil dari aliran gas
kering dilewatkan ke heater (E-1C) dan dipanaskan sampai suhu 204° C. Gas tersebut
kemudian dikompresi dan dilewatkan ke kolom adsorpsi (V-2C-B) yang berisi molecular
sieve yang telah jenuh. Didalam kolom, air yang terkandung dalam molecular sieve akan
menguap dan terbawa oleh aliran gas panas. Gas yang telah digunakan untuk proses
regenerasi selanjutnya didinginkan dalam air cooler (E-2C) dan kemudian dilewatkan ke
separator (V-3C) untuk memisahkan air yang terkondensasi. Gas tersebut selanjutnya
dikembalikan ke aliran gas umpan.
Aliran gas (1d) dari unit dehidrasi pada tekanan 58 kg/cm
2
mula-mula diditurunkan
tekanannya hingga 31,64 kg/cm
2
melalui JT Valve (V-01D). Gas (2d) selanjutnya
diumpankan ke kolom deethanizer (T-1D). Produk atas kolom deethanizer (3d) berupa
senyawa etana dan yang lebih ringan dikirim ke unit Coldbox (E-03D), sedangkan produk
bawahnya (4d) berupa senyawa propana dan yang lebih berat diturunkan tekanannya
melalui JT Valve (V-03D) hingga 9,84 kg/cm
2
. Produk bawah dari kolom deethanizer
dikirim ke kolom debutanizer (T-2D). Didalam kolom debutanizer, fraksi LPG dipisahkan
dari fraksi yang lebih berat berdasarkan titik didihnya. Produk atas kolom debutanizer (9d)
berupa LPG dialirkan ke tanki penyimpanan LPG (D-1D) sedangkan produk bawah (10d)
berupa kondensat dikirim ke tangki penyimpanan kondensat (D-2D).
Aliran pendingin (1R) pada tekanan 1,055 kg/cm
2
dan suhu -161,3° C mula-mula
digunakan untuk mendinginkan produk atas (3d) kolom deethanizer (T-01D) dalam
coldbox (E-03D). Gas yang telah didinginkan tersebut (5d) mencair dan selanjutnya
diturunkan tekanannya hingga 1,055 kg/cm
2
melalui JT Valve (V-02D) dan dikirim ke
LNG flash drum (F-01D). Produk atas flash drum digunakan untuk makeup pendingin
sedangkan produk bawahnya (8d) berupa LNG dipompakan ke tanki LNG (D-1D). Aliran
pendingin (2R) yang telah digunakan untuk mendinginkan gas kemudian digunakan sebagai
pendingin pada deethanizer condenser (E-01D). Aliran pendingin (3R) yang keluar dari
condenser selanjutnya digunakan untuk mendinginkan aliran pendingin (16R) yang keluar
dari 5
st
After cooler (E-11D). Aliran pendingin selanjutnya dikompresi melalui lima
tahapan kompresi (Kompresor C-1D sampai Kompresor C-5D) hingga tekanan
33,8 kg/cm
2
. Setiap tahapan kompresi dipasang unit intercooler (E-3D sampai dengan
E-7D). Aliran gas pendingin yang telah dikompresi (17R) selanjutnya didinginkan dalam
coldbox (E-03D) hinggá suhu -33,58
o
C dan selanjutnya diekspansi oleh turbo expander
(EX-1D dan EX-2D) hingga tekanan 1,758 kg/cm
2
. Gas pendingian hasil ekspansi (19R)
memiliki temperatur sekitar -155
o
C. Energi yang digunakan oleh kompresor tahap 4
(K-4D) dan kompresor tahap 5 (K-5D) berasal dari energi yang dihasilkan dari proses ekspansi
gas pada expander (EX-1D) dan expander (E-2D). Gas pendingin tersebut selanjutnya
digunakan untuk mendinginkan aliran gas yang keluar dari kolom deethanizer pada coldbox
(E-03D) dan demikian seterusnya.
Proses Flow Diagram, neraca masa dan sizing dari kilang LNG mini Tuban dapat
terlihat pada Gambar 4.12, 4.13, 4.14, 4.15 dan 4.16.
52
Name 1a 2a 3a 4a 5a 6a 7a 8a 9a 10a 11a 12a 13a 14a To Membran
Unit 16a 17a 18a To D-03D A/B Vapour Fraction 1.00 1.00 - 1.00 0.98 1.00 - 1.00 0.98 1.00 - 0.07 0.07 1.00 0.98 1.00 - 0.23 0.23 0.04 Temperature [F] 110 110 110 235 110 106 106 231 110 108 108 102 102 256 110 110 110 92 92 100 Pressure [psia] 45 45 45 120 115 115 115 300 295 295 295 115 115 850 845 845 845 295 295 20 Molar Flow [MMSCFD] 5.15 5.15 - 5.15 5.15 5.06 0.26 5.06 5.06 4.98 0.17 0.17 0.17 4.98 4.98 4.89 0.09 0.09 0.09 0.26 Mass Flow [tonne/d] 171.65 171.65 - 171.65 171.65 168.09 16.02 168.09 168.09 161.30 12.40 12.40 12.47 161.30 161.30 155.69 5.61 5.61 5.61 16.02 Liquid Volume Flow [barrel/day] 2,306 2,306 - 2,306 2,306 2,284 141 2,284 2,284 2,224 118 118 119 2,224 2,224 2,166 58 58 58 141 Heat Flow [MMBtu/hr] (36.84) (36.84) - (36.04) (37.11) (35.80) (3.02) (35.05) (36.02) (35.13) (1.70) (1.70) (1.71) (34.34) (35.47) (34.65) (0.82) (0.82) (0.82) (3.02) Composition (Mol %) H2S - - - - - - - - - -
-
- - - - - - - - -CO2 20.94 20.94 0.02 20.94 20.94 21.38 0.91 21.38 21.38 21.78 3.53 3.53 3.53 21.78 21.78 21.99 10.19 10.1910.19 0.91 Nitrogen 1.29 1.29 0.00 1.29 1.29 1.32 0.01 1.32 1.32 1.34 0.04 0.04 0.04 1.34 1.34 1.36 0.15 0.15 0.15 0.01 Methane 59.18 59.18 0.00 59.18 59.18 60.32 1.07 60.32 60.32 61.38 4.50 4.50 4.50 61.38 61.38 62.22 15.36 15.3715.36 1.07 Ethane 5.46 5.46 0.00 5.46 5.46 5.59 0.47 5.59 5.59 5.70 1.83 1.83 1.83 5.70 5.70 5.72 4.64 4.64 4.64 0.47 Propane 3.67 3.67 0.00 3.67 3.67 3.81 1.04 3.81 3.81 3.88 3.73 3.73 3.73 3.88 3.88 3.81 7.45 7.45 7.45 1.04 i-Butane 0.93 0.93 0.00 0.93 0.93 0.99 0.63 0.99 0.99 0.99 2.11 2.11 2.11 0.99 0.99 0.95 3.47 3.47 3.47 0.63 n-Butane 1.60 1.60 0.00 1.60 1.60 1.72 1.51 1.72 1.72 1.71 4.93 4.93 4.93 1.71 1.71 1.61 7.53 7.53 7.53 1.51 i-Pentane 0.74 0.74 0.00 0.74 0.74 0.83 1.80 0.83 0.83 0.78 5.21 5.21 5.21 0.78 0.78 0.68 6.23 6.23 6.23 1.80 n-Pentane 0.79 0.79 0.00 0.79 0.79 0.90 2.41 0.90 0.90 0.83 6.71 6.71 6.71 0.83 0.83 0.70 7.53 7.53 7.54 2.41 n-Hexane 0.93 0.93 0.00 0.93 0.93 1.08 8.57 1.08 1.08 0.76 17.03 17.03 17.10 0.76 0.76 0.54 12.88 12.8912.88 8.57 n-Heptane 1.22 1.22 0.00 1.22 1.22 0.92 20.88 0.92 0.92 0.37 22.21 22.21 22.12 0.37 0.37 0.19 10.10 10.0810.10 20.88 n-Octane 0.35 0.35 0.00 0.35 0.35 0.11 6.90 0.11 0.11 0.02 3.09 3.09 3.10 0.02 0.02 0.01 0.74 0.74 0.74 6.90 n-Nonane 0.04 0.04 0.00 0.04 0.04 0.00 0.78 0.00 0.00 0.00 0.13 0.13 0.13 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.78 H2O 2.85 2.85 99.98 2.85 2.85 1.03 53.04 1.03 1.03 0.46 24.96 24.96 24.94 0.46 0.46 0.22 13.72 13.7113.72 53.04Name
Inlet
Outlet
CO2
Vapour Fraction
1.00
0.99
1.00
Temperature [F]
110
110
84
Pressure [psia]
845
835
350
Molar Flow [MMSCFD]
4.89
4.21
0.68
Mass Flow [tonne/d]
156
120
36
Liquid Volume Flow [barrel/day]
2,166
1,895
271
Heat Flow [MMBtu/hr]
(34.65)
(22.06)
(12.59)
Composition (Mol %)
H2S
-
-
-CO2
21.99
9.50
99.90
Nitrogen
1.36
1.58
(0.00)
Methane
62.22
72.20
0.00
Ethane
5.72
6.64
0.00
Propane
3.81
4.42
0.00
i-Butane
0.95
1.10
0.00
n-Butane
1.61
1.87
0.00
i-Pentane
0.68
0.79
0.00
n-Pentane
0.70
0.82
0.00
n-Hexane
0.54
0.62
0.00
n-Heptane
0.19
0.22
0.00
n-Octane
0.01
0.01
(0.00)
n-Nonane
0.00
0.00
0.00
H2O
0.22
0.23
0.10
54
Name 1B 20B 2B 3B 4B 5B 8B 9B 10B 11B 13B 14B 12B 19B 21B 16B 17B 18B 7B 6B 15B Vapour Fraction 1.00 - 1.00 - 1.00 - 0.00 1.00 - 0.00 0.00 - 1.00 - - - - - - 1.00 -Temperature [F] 110 114 110 110 114 152 152 152 152 185 256 225 110 114 112 225 110 110 114 114 225 Pressure [psia] 835 835 835 835 835 840 90 90 90 80 32 22 28 835 22 70 65 65 835 835 22 Molar Flow [MMSCFD] 4.21 11.69 4.20 0.02 3.79 12.10 12.10 0.01 12.09 12.09 11.67 11.67 0.41 11.68 0.01 11.68 11.68 11.68 0.01 3.78 11.68 Mass Flow [tonne/d] 120.15 458.98 119.07 1.08 97.90 480.15 480.15 0.22 479.93 479.93 458.77 458.77 21.16 459.00 0.23 459.00 459.00 459.00 0.63 97.27 459.00 Liquid Volume Flow [USGPM] 55 83 55 0 50 88 88 0 88 88 83 83 5 83 0 83 83 83 0 50 83 Heat Flow [Btu/hr] 3.25 (9.19) 3.23 0.03 3.05 (9.02) (9.02) 0.01 (9.02) (7.84) (4.07) (5.25) 0.20 (9.19) (0.02) (5.25) (9.32) (9.32) 0.02 3.03 (5.26) Composition (Mol %) H2S - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -CO2 9.50 0.95 9.52 4.51 0.01 4.22 4.22 15.65 4.21 4.21 0.99 0.99 95.07 0.98 - 0.98 0.98 0.98 0.00 0.01 0.98 Nitrogen 1.58 0.00 1.58 0.17 1.75 0.00 0.00 0.94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.21 1.75 0.00 Methane 72.20 0.00 72.41 18.82 80.01 0.06 0.06 71.59 0.01 0.01 0.00 0.00 0.18 0.00 - 0.00 0.00 0.00 22.18 80.16 0.00 Ethane 6.64 0.00 6.64 5.69 7.34 0.00 0.00 5.05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 - 0.00 0.00 0.00 6.67 7.35 0.00 Propane 4.42 0.00 4.40 9.06 4.87 0.00 0.00 2.34 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 10.58 4.86 0.00 i-Butane 1.10 0.00 1.09 4.19 1.21 0.00 0.00 0.05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 4.86 1.20 0.00 n-Butane 1.87 0.00 1.84 9.02 2.04 0.00 0.00 0.08 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 10.43 2.01 0.00 i-Pentane 0.79 0.00 0.77 7.03 0.85 0.00 0.00 0.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 8.03 0.83 0.00 n-Pentane 0.82 0.00 0.78 8.74 0.87 0.00 0.00 0.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 9.92 0.85 0.00 n-Hexane 0.62 0.00 0.57 13.98 0.63 0.00 0.00 0.19 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 15.29 0.59 0.00 n-Heptane 0.22 0.00 0.19 9.68 0.21 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 9.89 0.18 0.00 n-Octane 0.01 0.00 0.01 0.59 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.53 0.00 0.00 n-Nonane 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 H2O 0.23 80.02 0.20 8.51 0.21 77.33 77.33 4.01 77.38 77.38 79.95 79.95 4.73 79.97 99.71 79.97 79.97 79.97 0.97 0.21 79.97 MEA - 8.04 - - 0.00 7.77 7.77 0.02 7.78 7.78 8.05 8.05 0.00 8.04 0.29 8.04 8.04 8.04 0.37 0.00 8.04 MDEA - 10.99 - - 0.00 10.62 10.62 0.00 10.63 10.63 11.01 11.01 0.00 11.00 - 11.00 11.00 11.00 0.06 0.00 11.00Name 1C 4C 2C 3C 5C 6C 8C 7C 9C 10C 11C 12C 13C 14C 15C Vapour Fraction 1.00 1.00 1.00 - 1.00 - 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 - 1.00 Temperature [F] 110 110 110 110 110 110 110 110 113 400 360 110 110 110 110 Pressure [psia] 830 830 830 830 830 830 830 830 845 840 835 830 830 830 830 Molar Flow [MMSCFD] 3.77 4.08 4.09 - 4.08 - 3.76 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 - 0.32 Mass Flow [tonne/d] 95.93 103.98 104.13 - 103.98 - 95.78 8.20 8.20 8.20 8.20 8.20 8.20 - 8.20 Std Ideal Liq Vol Flow [USGPM] 50 54 54 - 54 - 50 4 4 4 4 4 4 - 4 Heat Flow [Btu/hr] (14.27) (15.41) (15.49) - (15.41) - (14.19) (1.21) (1.21) (1.08) (1.10) (1.21) (1.21) - (1.21)
Composition (Mol %) 0 H2S - - - - 0.00 -CO2 - 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.22 0.00 Nitrogen 1.76 1.77 1.76 0.22 1.77 0.22 1.77 1.77 1.77 1.77 1.77 1.77 1.77 23.43 1.77 Methane 80.54 80.69 80.55 23.41 80.69 23.43 80.69 80.69 80.69 80.69 80.69 80.69 80.69 7.11 80.69 Ethane 7.35 7.36 7.35 7.10 7.36 7.11 7.36 7.36 7.36 7.36 7.36 7.36 7.36 11.28 7.36 Propane 4.81 4.82 4.81 11.27 4.82 11.28 4.82 4.82 4.82 4.82 4.82 4.82 4.82 5.15 4.82 i-Butane 1.17 1.17 1.17 5.15 1.17 5.15 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 10.99 1.17 n-Butane 1.96 1.96 1.96 10.98 1.96 10.99 1.96 1.96 1.96 1.96 1.96 1.96 1.96 8.24 1.96 i-Pentane 0.78 0.78 0.78 8.24 0.78 8.24 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 10.12 0.78 n-Pentane 0.79 0.79 0.79 10.11 0.79 10.12 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 14.58 0.79 n-Hexane 0.51 0.51 0.51 14.56 0.51 14.58 0.51 0.51 0.51 0.51 0.51 0.51 0.51 8.47 0.51 n-Heptane 0.14 0.14 0.14 8.46 0.14 8.47 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.41 0.14 n-Octane 0.00 0.00 0.00 0.41 0.00 0.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 n-Nonane 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 H2O 0.19 - 0.17 0.10 - - -
-56
Name 3d 4d 6d 9d 10d 1R 2R 7d MR
MAKEUP 8d BOG LNG 3R 4R 17R 5R 6R 7R 8R 10R 11R 12R 14R 15R 18R 19R 16R 11d 12d VAPOR CONDVENT LPG 13R 5d 2d FUEL 9R 20R 1d From F-02A Vapour Fraction 1.00 0.00 0.60 - - 1.00 1.00 0.22 1.00 - 1.00 - 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 - - 1.00 - 1.00 - 1.00 - 0.99 1.00 1.00 1.00 1.00 3.78E-02 Temperature [F] (83) 246 156 103 269 (227) (95) (214) (214) (214) (214) (214) 19 105 32 273 110 276 110 281 110 177 227 110 (142) (227) 110 110 110 100 100 103 103 110 (171) 89 110 110 (227) 110 99.60711231 Pressure [psia] 445 455 140 135 145 25 23 75 75 75 75 75 21 19 941 53 48 132 127 355 350 507 948 943 120 25 943 140 25 20 20 135 135 502 440 450 127 127 25 825 20 Molar Flow [MMSCFD] 3.40 0.36 0.36 0.28 0.08 11.43 11.43 3.40 0.76 2.64 - 2.64 11.43 11.43 10.67 11.43 11.43 11.43 11.43 10.67 10.67 10.67 10.67 10.67 10.67 10.67 10.67 0.08 0.08 0.01 0.32 - 0.28 10.67 3.40 3.76 0.76 10.67 11.43 3.76 0.256828041 Mass Flow [tonne/d] 71.45 24.3324.33 7.3616.97 230.49230.49 71.45 15.34 56.11 - 56.11 230.49230.49 215.16 230.49 230.49 230.49 230.49 215.16 215.16 215.16 215.16 215.16 215.16 215.16 215.16 7.36 7.36 0.72 22.66 - 16.97 215.16 71.45 95.78 215.1615.33 230.50 95.78 16.02269243 Liquid Volume Flow [barrel/day] 1,429 270 270 198 72 4,498 4,498 1,429 299 1,130 - 1,130 4,498 4,498 4,199 4,498 4,498 4,498 4,498 4,199 4,199 4,199 4,199 4,199 4,199 4,199 4,199 72 72 8 206 - 198 4,199 1,429 1,699 299 4,199 4,498 1,699 141.1435717 Heat Flow [MMBtu/hr] (2.20)(12.64) (2.20) (1.75) (0.61) (40.79) (39.46) (2.71)(13.94) (11.23) - (38.30)(11.23) (37.39) (36.24) (35.48) (37.35) (35.46) (37.39) (33.11) (35.01) (34.34) (33.91) (35.29) (37.41) (38.08) (35.29) (0.68) (0.68) (0.10) (3.61) - (1.75) (35.08)(13.94) (14.17) (2.49) (34.90) (40.79) (14.17) (3.02) Composition (Mol %) H2S - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -CO2 - - - - - - - - - - - - - - 15.28 0.15 - - - - - - - - - 0.91 Nitrogen 1.95 0.00 0.00 0.00 0.00 6.79 6.79 1.95 6.79 0.56 6.79 0.56 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 6.79 0.00 0.00 0.17 0.00 0.00 0.00 6.79 1.95 1.77 6.79 6.79 6.79 1.77 0.01 Methane 89.27 0.00 0.00 0.00 0.00 93.11 93.11 89.27 93.11 88.17 88.1793.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 93.11 0.00 0.00 20.29 0.08 0.00 0.00 93.11 89.27 80.69 93.1193.11 93.11 80.69 1.07 Ethane 8.13 0.15 0.15 0.19 0.00 0.10 0.10 8.13 0.10 10.44 0.10 10.44 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.00 0.00 6.47 0.13 0.75 0.19 0.10 8.13 7.36 0.10 0.10 0.10 7.36 0.47 Propane 0.64 44.1044.10 0.0056.59 0.00 0.00 0.64 0.00 0.83 0.00 0.83 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 7.72 0.53 56.5976.75 0.00 0.64 4.82 0.00 0.00 0.00 4.82 1.04 i-Butane 0.00 12.1912.19 0.0615.63 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.06 0.06 2.51 0.42 9.89 15.63 0.00 0.00 1.17 0.00 0.00 0.00 1.17 0.63 n-Butane 0.00 20.3720.37 1.9425.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.94 1.94 6.20 1.44 25.5912.20 0.00 0.00 1.96 0.00 0.00 0.00 1.96 1.51 i-Pentane 0.00 8.15 8.15 1.57 31.38 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 31.3831.38 14.51 8.59 0.33 1.57 0.00 0.00 0.78 0.00 0.00 0.00 0.78 1.80 n-Pentane 0.00 8.21 8.21 0.43 0.0035.67 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 35.6735.67 13.76 0.0810.16 0.43 0.00 0.00 0.79 0.00 0.00 0.00 0.79 2.41 n-Hexane 0.00 5.34 5.34 0.00 0.0024.21 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 24.2124.21 5.48 0.0012.53 0.00 0.00 0.00 0.51 0.00 0.00 0.00 0.51 8.57 n-Heptane 0.00 1.45 1.45 0.00 6.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.59 6.59 2.64 0.0018.05 0.00 0.00 0.00 0.14 0.00 0.00 0.00 0.14 20.88 n-Octane 0.00 0.03 0.03 0.00 0.15 0.00 0.00 0.00 - - - - 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.15 0.15 0.28 5.49 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.90 n-Nonane 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - - - - 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.62 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.78 H2O - - - - - - - - - - - - - - 4.69 41.81 - - - - - - - - - 53.04
Adapun neraca energi pada kilang LNG Mini Tuban seperti pada Tabel 4.3.
Tabel 4.3 Neraca Energi Kilang LNG Mini Tuban
Unit
Code
Mmbtu/hr
HP
1 1st Compressor
C-01A
313
2 2nd Compressor
C-02A
294
3 3rd Compressor
C-03A
314
4 1st Cooler
E-01A
1.07
5 2nd Cooler
E-02A
0.97
6 3rd Cooler
E-03A
1.13
Unit
Code
Mmbtu/hr
HP
1 Deethanizer Condenser
E-01D
1.16
2 Deethanizer Reboiler
E-02D
0.49
3 Debutanizer Condenser
E-04D
0.40
4 Debuthanizer Rebolier
E-05D
0.24
5 Coldbox
E-03D
2.24
6 Condensate Cooler
E-06D
0.07
7 1st Air Cooler
E-07D
1.89
8 2nd Air Cooler
E-08D
1.93
9 3rd Air Cooler
E-09D
1.89
10 4th Air Cooler
E-10D
0.74
11 5th Air Cooler
E-11D
1.38
12 1st Compressor
C-01D
750
13 2nd Compressor
C-02D
743
14 3rd Compressor
C-03D
702
15 4th Compressor
C-04D
262
16 5th Compressor
C-05D
460
17 1st Expander
EX-01D
(262)
18 2st Expander
EX-02D
(460)
19 Deethanizer Reflux Pump
P-02D
0.3
20 Debutanizer Reflux Pump
P-03D
0.125
Load
UNIT PENCAIRAN
UNIT KOMPRESI
Load
Produk LNG hasil dari kilang LNG mini Tuban mempunyai komposisi yang
diperlihatkan pada Tabel 4.4.
58
Tabel 4.4 Komposisi LNG Tuban
Name
LNG
Vapour Fraction
-Temperature [F]
(258)
Pressure [psia]
15
Molar Flow [MMSCFD]
2.62
Mass Flow [tonne/d]
55.63
Liquid Volume Flow [barrel/day]
1,123
Heat Flow [MMBtu/hr]
-Composition (Mol %)
H2S
-CO2
-Nitrogen
0.26
Methane
88.35
Ethane
10.55
Propane
0.84
i-Butane
0.00
n-Butane
0.00
i-Pentane
0.00
n-Pentane
0.00
n-Hexane
0.00
n-Heptane
0.00
n-Octane
-n-Nonane
-H2O
-Diagram alir proses hasil simulasi yang disederhanakan dalam suatu bentuk blok
diagram diperlihatkan oleh Gambar 4.17.
Gambar 4.17 Blok Diagram Kilang LNG Mini Tuban
5 MMSCFD
Kompresi
&
Separasi
Pre-Treatment
De-
Ethanizer
De-
Butanizer
CO
2& H
2O
Kondensat
Kondensat
LPG
LNG
Gas Umpan
4,89 MMSCFD
3,758 MMSCFD
3,397 MMSCFD
0,3614 MMSCFD
2,616 MMSCFD
0,2816 MMSCFD
0,2568 MMSCFD
0,3244 MMSCFD
4.4.2 Kilang LNG Mini Cemara Barat
Lapangan gas Cemara Barat merupakan salah satu lapangan gas yang tersebar di
wilayah Operasi Pertamina EP Jawa Barat. Dalam studi ini sengaja dipilih lapangan gas
Cemara Barat sebagai salah satu kasus sumber gas untuk kilang LNG mini karena dari
beberapa kriteria seperti kriteria volume dan kriteria komposisi cukup memenuhi
dibandingkan dengan lapangan-lapangan gas lainnya. Komposisi gas lapangan Cemara
Barat seperti pada Tabel 2.8 dengan flow rate gas umpan yang masuk pada kilang LNG
mini sebesar 1,44 MMSCFD.
Pada Kilang LNG Mini Cemara Barat tidak terdapat unit membran karena
kandungan CO
2
pada gas umpan hanya 2,45%, maka unit pemisahan gas asam hanya
60
Berdasarkan simulasi proses kilang LNG mini Cemara Barat pada Gambar 4.18,
gas dari sistem gas suar bakar mula-mula dilewatkan ke 1
st
suction scrubber (F-01A)
untuk memisahkan cairan atau padatan yang masih terbawa dalam aliran gas. Aliran
Gas selanjutnya dikompresi oleh 1
st
compressor (C-01A) sampai tekanan 8,437 kg/cm
2
kemudian di dinginkan oleh fin-fan cooler (E-01A) sampai suhu 43° C. Aliran gas yang
sebagian terkondensasi dipisahkan dalam 2
nd
suction scrubber (F-2A). Produk bawah
scrubber digunakan kembali pada 1
st
suction scrubber. Gas selanjutnya dikompresi lagi
oleh 2
nd
compressor (C-2A) sampai tekanan 21,09 kg/cm
2
dan di dinginkan oleh fin-fan
cooler (E-2A) sampai suhu 43° C. Aliran gas yang sebagian terkondensasi dipisahkan
dalam 3
rd
suction scrubber (F-3A). Produk bawah scrubber digunakan kembali pada
2
nd
suction scrubber. Aliran gas selanjutnya dikompresi lagi oleh 3
rd
compressor (C-3A)
sampai tekanan 59,76 kg/cm
2
kemudian didinginkan oleh fin-fan cooler (E-3A) sampai
suhu 43° C dan dipisahkan dalam discharge scrubber (F-04A).
Setelah melalui unit kompresi dan separasi, gas masuk kedalam system amine
pada tekanan 58,71 kg/cm
2
dan suhu 43° C. Aliran gas mula-mula dilewatkan ke dalam
inlet separator (F-01B) untuk memisahkan cairan/padatan yang terbawa dalam aliran
gas. Gas selanjutnya diumpankan ke kolom absorber (T-01B) dari bagian bawah
(bottom). Dalam kolom absorber akan terjadi kontak antara gas yang mengalir dari
bagian bawah kolom dengan larutan lean DEA yang mengalir dari bagian atas kolom.
Larutan DEA akan menyerap CO
2
dari gas umpan. Gas yang keluar dari bagian atas
kolom akan memiliki komposisi CO
2
< 100 ppm. Gas yang keluar dari bagian atas
kolom selanjutnya didinginkan dalam heat exchanger (E-03B) dan dipisahkan dalam
separator (F-03B). Aliran gas yang keluar dari bagian atas separator selanjutnya dikirim
ke unit dehidrasi. Rich DEA (DEA yang kaya akan CO
2
) yang keluar dari bagian bawah
kolom absorber selanjutnya diturunkan tekanannya dan dilewatkan ke Flash Drum
(F-02B) untuk melepas gas yang terikut. Produk bawah flash drum selanjutnya dipanaskan
sampai suhu kira-kira 80
o
C dalam amine/amine heat exchanger (E-01B) dimana
sebagai media pemanasnya adalah produk bawah dari kolom regenerator (T-02B). Rich
DEA yang telah dipanaskan selanjutnya diumpankan ke kolom regenerator (T-02B).
62
(Lean DEA) keluar dari bagian bawah kolom dan digunakan untuk memanaskan Rich
DEA melalui DEA/DEA Heat Exchanger (E-01B). Lean DEA selanjutnya dipompa
sampai tekanan 3,87 kg/cm
2
melalui booster pump (E-02B) dan selanjutnya didinginkan
dalam heat exchanger (E-02B) sampai temperatur 43° C. Lean DEA selanjutnya
dilewatkan ke mechanical filter (F-04B) dan Charcoal Filter (F-05B) untuk menyaring
partikel-partikel yang tidak diinginkan. Lean DEA yang keluar dari filter selanjutnya
dipompa sampai tekanan 33,65 kg/cm
2
. Lean MEA selanjutnya diumpankan ke bagian
atas kolom absorber (T-01B).
Gas dari HP Discharge Scrubber mula-mula dilewatkan ke inlet filter (V-1C)
guna memisahkan cairan atau padatan yang masih terbawa. Gas yang keluar dari inlet
filter selanjutkan dilewatkan ke kolom adsorpsi (V-2C-A/B) yang berisi molecular sieve
dari bagian atas. Didalam kolom ini, air yang terkandung dalam gas diserap oleh
molecular sieve. Pada saat yang sama, dilakukan regenerasi kolom lainnya (V-2C-B).
Gas yang sudah kering selanjutnya dilewatkan ke filter guna memisahkan
partikel-partikel padat yang terbawa. Gas kering selanjutnya dikirim ke unit pencairan. Sebagian
kecil dari aliran gas kering dilewatkan ke heater (E-1C) dan dipanaskan sampai suhu
204° C. Gas tersebut kemudian dikompresi dan dilewatkan ke kolom adsorpsi (V-2C-B)
yang berisi molecular sieve yang telah jenuh. Didalam kolom, air yang terkandung
dalam molecular sieve akan menguap dan terbawa oleh aliran gas panas. Gas yang telah
digunakan untuk proses regenerasi selanjutnya didinginkan dalam air cooler (E-2C) dan
kemudian dilewatkan ke separator (V-3C) untuk memisahkan air yang terkondensasi.
Gas tersebut selanjutnya dikembalikan ke aliran gas umpan.
Aliran gas (1d) dari unit dehidrasi pada tekanan 58 kg/cm
2
mula-mula
diditurunkan tekanannya hingga 31,64 kg/cm
2
melalui JT Valve (V-01D). Gas (2d)
selanjutnya diumpankan ke kolom deethanizer (T-1D). Produk atas kolom deethanizer
(3d) berupa senyawa etana dan yang lebih ringan dikirim ke unit Coldbox (E-03D),
sedangkan produk bawahnya (4d) berupa senyawa propana dan yang lebih berat
diturunkan tekanannya melalui JT Valve (V-03D) hingga 9,84 kg/cm
2
. Produk bawah
dari kolom deethanizer dikirim ke kolom debutanizer (T-2D). Didalam kolom
debutanizer, fraksi LPG dipisahkan dari fraksi yang lebih berat berdasarkan titik
didihnya. Produk atas kolom debutanizer (9d) berupa LPG dialirkan ke tanki
penyimpanan LPG (D-1D) sedangkan produk bawah (10d) berupa kondensat dikirim
ke tangki penyimpanan kondensat (D-2D).
Aliran pendingin (1R) pada tekanan 1,758 kg/cm
2
dan suhu -157,5 °C
mula-mula digunakan untuk mendinginkan produk atas (3d) kolom deethanizer (T-01D)
dalam coldbox (E-03D). Gas yang telah didinginkan tersebut (5d) mencair dan
selanjutnya diturunkan tekanannya hingga 1,033 kg/cm
2
melalui JT Valve (V-02D) dan
dikirim ke LNG flash drum (F-01D). Produk atas flash drum digunakan untuk makeup
pendingin sedangkan produk bawahnya (8d) berupa LNG dipompakan ke tanki LNG
(D-1D). Aliran pendingin (2R) yang telah digunakan untuk mendinginkan gas kemudian
digunakan sebagai pendingin pada deethanizer condenser (E-01D). Aliran pendingin
(3R) yang keluar dari condenser selanjutnya digunakan untuk mendinginkan aliran
pendingin (16R) yang keluar dari 5
st
After cooler (E-11D). Aliran pendingin selanjutnya
dikompresi melalui lima tahapan kompresi (Kompresor C-1D sampai Kompresor C-5D)
hingga tekanan 57,27 kg/cm
2
. Setiap tahapan kompresi dipasang unit intercooler (E-3D
sampai dengan E-7D). Aliran gas pendingin yang telah dikompresi (17R) selanjutnya
didinginkan dalam coldbox (E-03D) hinggá suhu -29,65
o
C dan selanjutnya diekspansi
oleh turbo expander (EX-1D dan EX-2D) hingga tekanan 1,758 kg/cm
2
. Gas pendingian
hasil ekspansi (19R) memiliki temperatur sekitar -157,5
o
C. Gas pendingin tersebut
selanjutnya digunakan untuk mendinginkan aliran gas yang keluar dari kolom
deethanizer pada coldbox (E-03D) dan demikian seterusnya.
Proses Flow Diagram, neraca masa dan sizing dari kilang LNG mini Tuban
dapat terlihat pada Gambar 4.19, 4.20, 4.21 dan 4.22.
64
Name 1a 2a 3a 4a 5a 6a 7a 8a 9a 10a 11a 12a 13a 14a To Amine
Unit Vapour Fraction 1.00 1.00 - 1.00 0.98 1.00 - 1.00 0.97 1.00 - 0.10 0.10 1.00 0.94 1.00 Temperature [F] 110 110 110 231 110 88 88 201 110 105 105 96 96 241 110 110 Pressure [psia] 45 45 45 120 115 115 115 300 295 295 295 115 115 850 845 845 Molar Flow [MMSCFD] 1.48 1.48 - 1.48 1.48 1.51 0.06 1.51 1.51 1.51 0.09 0.09 0.09 1.51 1.51 1.42 Mass Flow [tonne/d] 43.71 43.71 - 43.71 43.71 47.72 2.99 47.72 47.72 45.93 6.99 6.99 6.99 45.93 45.93 40.73 Liquid Volume Flow [barrel/day] 674 674 - 674 674 720 27 720 720 708 72 72 72 708 708 648 Heat Flow [MMBtu/hr] (6.32) (6.32) - (6.09) (6.38) (6.40) (0.73) (6.19) (6.43) (6.27) (0.75) (0.75) (0.75) (6.04) (6.41) (5.81) Composition (Mol %) H2S - - - - - - - - - - - - - - - -CO2 2.38 2.38 0.00 2.38 2.38 2.36 0.09 2.36 2.36 2.41 0.48 0.48 0.48 2.41 2.41 2.48 Nitrogen 5.89 5.89 0.00 5.89 5.89 5.78 0.03 5.78 5.78 5.83 0.20 0.20 0.20 5.83 5.83 6.15 Methane 66.58 66.58 0.00 66.58 66.58 65.58 1.03 65.58 65.58 66.60 6.54 6.54 6.54 66.60 66.60 69.51 Ethane 5.43 5.43 0.00 5.43 5.43 5.45 0.44 5.45 5.45 5.63 2.38 2.38 2.38 5.63 5.63 5.65 Propane 9.28 9.28 0.00 9.28 9.28 9.77 2.70 9.77 9.77 10.24 12.82 12.82 12.83 10.24 10.24 9.57 i-Butane 1.63 1.63 0.00 1.63 1.63 1.88 1.25 1.88 1.88 1.94 5.30 5.30 5.31 1.94 1.94 1.65 n-Butane 2.80 2.80 0.00 2.80 2.80 3.40 3.17 3.40 3.40 3.45 12.70 12.70 12.71 3.45 3.45 2.78 i-Pentane 0.95 0.95 0.00 0.95 0.95 1.46 3.46 1.46 1.46 1.27 10.70 10.70 10.72 1.27 1.27 0.84 n-Pentane 0.85 0.85 0.00 0.85 0.85 1.38 4.10 1.38 1.38 1.13 11.58 11.58 11.63 1.13 1.13 0.70 n-Hexane 1.38 1.38 0.00 1.38 1.38 2.36 21.74 2.36 2.36 1.10 30.82 30.82 30.74 1.10 1.10 0.46 H2O 2.83 2.83 100.00 2.83 2.83 0.58 61.99 0.58 0.58 0.41 6.47 6.47 6.45 0.41 0.41 0.19
SIZING: VENDOR PACKAGE
Name 1B 20B 2B 3B 4B 5B 8B 9B 10B 11B 13B 14B 12B 19B 21B 16B 17B 18B 7B 6B 15B Vapour Fraction 1.00 - 1.00 - 1.00 - 0.00 1.00 - 0.00 - - 1.00 - - - - 1.00 -Temperature [F] 110 114 110 110 114 148 148 148 148 185 256 220 110 114 112 221 110 110 114 114 220 Pressure [psia] 845 835 845 845 835 840 90 90 90 80 32 22 28 835 22 70 65 65 835 835 22 Molar Flow [MMSCFD] 1.42 1.13 1.42 - 1.38 1.16 1.16 0.00 1.16 1.16 1.12 1.12 0.04 1.13 0.00 1.13 1.13 1.13 - 1.38 1.13 Mass Flow [tonne/d] 40.73 44.24 40.73 - 38.86 46.10 46.10 0.02 46.08 46.08 44.19 44.19 1.89 44.23 0.04 44.23 44.23 44.23 - 38.86 44.23 Liquid Volume Flow [USGPM] 19 8 19 - 18 8 8 0 8 8 8 8 0 8 0 8 8 8 - 18 8 Heat Flow [Btu/hr] 1.17 (0.89) 1.17 - 1.16 (0.88) (0.88) 0.00 (0.88) (0.75) (0.39) (0.52) 0.02 (0.89) (0.00) (0.52) (0.90) (0.90) - 1.16 (0.52) Composition (Mol %) H2S - - - - - - - -CO2 2.48 0.98 2.48 0.05 0.00 3.97 3.97 7.29 3.97 3.97 0.98 0.98 95.06 0.98 - 0.98 0.98 0.98 2.00 0.00 0.98 Nitrogen 6.15 0.00 6.15 0.00 6.30 0.00 0.00 4.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 6.30 0.00 Methane 69.51 0.00 69.51 0.08 71.26 0.05 0.05 74.68 0.01 0.01 0.00 0.00 0.21 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.06 71.26 0.00 Ethane 5.65 0.00 5.65 0.01 5.80 0.00 0.00 4.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 5.80 0.00 Propane 9.57 0.00 9.57 0.01 9.82 0.00 0.00 5.39 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 9.82 0.00 i-Butane 1.65 0.00 1.65 0.00 1.69 0.00 0.00 0.07 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 1.69 0.00 n-Butane 2.78 0.00 2.78 0.00 2.85 0.00 0.00 0.12 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 2.85 0.00 i-Pentane 0.84 0.00 0.84 0.00 0.86 0.00 0.00 0.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 0.86 0.00 n-Pentane 0.70 0.00 0.70 0.00 0.72 0.00 0.00 0.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 0.72 0.00 n-Hexane 0.46 0.00 0.46 0.00 0.48 0.00 0.00 0.15 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 0.48 0.00 n-Heptane - - - - - - - -n-Octane 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 n-Nonane 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 - 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 H2O 0.19 79.99 0.19 99.85 0.21 77.52 77.52 3.60 77.57 77.57 79.96 79.96 4.70 79.99 98.60 79.99 79.99 79.99 79.47 0.21 79.99 MEA - 8.04 - - 0.00 7.79 7.79 0.01 7.80 7.80 8.05 8.05 0.00 8.04 1.40 8.04 8.04 8.04 7.96 0.00 8.04 MDEA - 10.99 - - 0.00 10.65 10.65 0.00 10.66 10.66 11.01 11.01 0.00 10.99 - 10.99 10.99 10.99 10.49 0.00 10.9966
SIZING: VENDOR PACKAGE
Name 1C 4C 2C 3C 5C 6C 8C 7C 9C 10C 11C 12C 13C 14C 15C
Vapour Fraction 1.00 1.00 1.00 - 1.00 - 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 - 1.00 Temperature [F] 110 110 110 110 110 110 110 110 113 400 360 110 110 110 110 Pressure [psia] 830 825 830 830 825 825 825 825 845 840 835 830 830 830 830 Molar Flow [MMSCFD] 1.38 1.67 1.68 - 1.67 - 1.38 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 0.29 - 0.29 Mass Flow [tonne/d] 38.87 47.01 47.07 - 47.01 - 38.81 8.20 8.20 8.20 8.20 8.20 8.20 - 8.20 Std Ideal Liq Vol Flow [USGPM] 18 22 22 - 22 - 18 4 4 4 4 4 4 - 4 Heat Flow [Btu/hr] - - -
-Composition (Mol %) 0 H2S - - - -CO2 - - - -Nitrogen 6.30 6.32 6.31 0.88 6.32 0.87 6.32 6.32 6.32 6.32 6.32 6.32 6.32 0.88 6.32 Methane 71.28 71.42 71.30 22.18 71.42 22.09 71.42 71.42 71.42 71.42 71.42 71.42 71.42 22.21 71.42 Ethane 5.80 5.81 5.80 5.62 5.81 5.62 5.81 5.81 5.81 5.81 5.81 5.81 5.81 5.63 5.81 Propane 9.82 9.84 9.82 22.05 9.84 22.06 9.84 9.84 9.84 9.84 9.84 9.84 9.84 22.07 9.84 i-Butane 1.69 1.70 1.69 6.91 1.70 6.93 1.70 1.70 1.70 1.70 1.70 1.70 1.70 6.92 1.70 n-Butane 2.85 2.86 2.85 14.68 2.86 14.71 2.86 2.86 2.86 2.86 2.86 2.86 2.86 14.69 2.86 i-Pentane 0.86 0.86 0.86 8.06 0.86 8.10 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 0.86 8.07 0.86 n-Pentane 0.72 0.72 0.72 8.13 0.72 8.16 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 0.72 8.13 0.72 n-Hexane 0.48 0.48 0.48 11.39 0.48 11.46 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 0.48 11.40 0.48 n-Heptane - - - -n-Octane 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -n-Nonane 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -H2O 0.20 - 0.16 0.10 - - -
